Приборы и системы контроля, противоаварийной автоматики и мониторинга для электрических сетей, подстанций

2014 – 2015

ПРИБОРЫ И СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ, ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ И МОНИТОРИНГА ДЛЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ, ПОДСТАНЦИЙ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ

www.prosoftsystems.ruпрософт-системы.рф

3

Регистрация и измеренияПредлагаемый ассортимент ................................................................................................................................ 24

Система мониторинга переходных режимов ..................................................................................................... 25

Описание системы регистрации аварийных событий (РАС) ............................................................................ 26

УСТРОЙСТВА И РЕГИСТРАТОРЫ ............................................................................................................................. 27

• Цифровой регистратор электрических событий PЭС -3 ............................................................................ 28

• Регистратор аварийных ситуаций в системе защит и переключений РАС-ЗП-01 ................................... 32

• Регистратор переходных режимов ТПА-02 PMU ......................................................................................... 34

• Анализатор показателей качества электрической энергии АПКЭ-1 ......................................................... 36

Противоаварийное управлениеПредлагаемый ассортимент ................................................................................................................................ 4

Обзор устройств противоаварийной автоматики (ПА) ...................................................................................... 5

Структура системы ПА энергообъекта............................................................................................................... 6

Применение изделия ТПА-01 ............................................................................................................................... 8

Применение изделий МКПА и МКПА-2................................................................................................................ 9

Описание комплекса АПНУ/САОН на базе УПАЭ. ............................................................................................... 10

Описание комплекса АПНУ/АРС на базе УПАЭ. ................................................................................................. 12

УСТРОЙСТВА, КОМПЛЕКСЫ, ТЕРМИНАЛЫ ............................................................................................................ 13

• Устройство противоаварийной автоматики энергоузла УПАЭ .................................................................. 14

• Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики МКПА................................. 16

• Микропроцессорный комплекс противоаварийной автоматики МКПА-2 ................................................ 18

• Терминал противоаварийной автоматики ТПА-01 ...................................................................................... 20

• Устройство нормализации цифровое УНЦ-1 ............................................................................................... 22

4 ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ

Противоаварийное управление

стр. 14

стр. 16

стр. 18

стр. 20

стр. 22

Устройство нормализации цифровоеУНЦ-1

Устройство нормализации цифровое УНЦ-1 предназначено для дискретизации входного унифицированного аналогового сигнала и передачи аналоговой величины в сеть Ethernet.

Устройство противоаварийной автоматики энергоузла УПАЭПредназначено для предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы (АПНУ), автоматической разгрузки узла (АРУ), автоматической загрузки узла (АЗУ), специальная автоматика отключения нагрузки САОН.

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики МКПАПредназначен для контроля режимов работы электрической сети и реализует функции противоаварийной автоматики (ПА) энергосистем. МКПА разработан для модернизации и замены существующих панелей противоаварийной автоматики высоковольтных линий и подстанций напряжением от 110 кВ.

Терминал противоаварийной автоматики ТПА -01Предназначен для контроля режимов работы электроэнергетической системы и управления компонентами электрической сети согласно заданным алгоритмам работы.

Микропроцессорный комплекс противоаварийной автоматики МКПА -2Предназначен для контроля режимов работы электрической сети, реализует широкий набор функций противоаварийной автоматики (ПА) энергосистем.


Обзор устройствпротивоаварийной автоматики (ПА)

Устройства противоаварийной автоматики предназначены для автоматического реагирования на возникновение в энергосистеме утяжеленного или аварийного режимов с целью возвращения си-стемы к нормальному режиму работы. Присутствие устройств ПА в энергосистеме обусловлено необходимостью решения двух основных задач:

• обеспечения сохранности оборудования;

• повышения допустимых перетоков по линиям электрических сетей.

В системах противоаварийной автоматики подстанций и гене-рирующих объектов условно можно выделить два уровня противо-аварийного управления: уровень устройств локальной ПА и уровень устройств централизованной ПА. Отличие оборудования этих двух уровней состоит в объеме обрабатываемой входной информации и наборе функций, выполняемых устройствами. Устройства локаль-ной ПА обрабатывают информацию, поступающую с одного или

двух присоединений, в то время как устройство централизованной ПА собирает и обрабатывает данные со множества присоединений, относящихся к одному энергорайону, включающему как генерирую-щие объекты, так и подстанции. Устройства централизованной ПА, как правило, работают под управлением УВК ЦСПА (управляюще-вычислительный комплекс централизованной системы противоава-рийной автоматики), находящемся в ведении системного оператора (СО), а устройства локальной ПА зачастую функционируют обосо-блено от УВК ЦСПА по алгоритмам, заложенным на этапе наладки и ввода в эксплуатацию.

Для реализации алгоритмов локальной автоматики инженерная компания «Прософт-Системы» представляет изделия МКПА, МКПА-2, ТПА-01. Для создания комплексов централизованной авто-матики энергоузла применяется устройство УПАЭ.

Перечень алгоритмов ПА, реализуемых с помощью изделий компании «Прософт-Системы», приведен в таблице 1.

Таблица 1.Алгоритмы противоаварийной автоматики (ПА)

Алгоритмы локальной ПА Алгоритмы централизованной ПА

АЛАР – автоматика ликвидации асинхронного режима АПНУ – автоматика предотвращения нарушения устойчивости

АЧР – автоматика частотной разгрузки АРУ – автоматика разгрузки узла

АЧРС – автоматическая разгрузка по скорости снижения частоты АДВ – автоматика дозированных воздействий

АОПН – автоматика ограничения повышения напряжения АРОЛ и АРОДЛ – автоматика разгрузки при отключении одной или двух линий электропередач

АОСН – автоматика ограничения снижения напряжения САОН – специальная автоматика отключения нагрузки

АОПО – автоматика ограничения перегрузки оборудования АРС – автоматика разгрузки станции

АРЛ – автоматика разгрузки линии АЗС – автоматика загрузки станции

АРН – автоматика разгрузки по напряжению

КПР – автоматика контроля предшествующего режима

ФОЛ – автоматика фиксации отключения линии

ФОБ – автоматика фиксации отключения блока

ФОАТ – автоматика фиксации включения и отключения автотрансформатора

ФТКЗ – автоматика фиксации тяжести короткого замыкания

УРОВ – устройство резервирования отказа выключателя

СВЗТ – автоматика сигнализации при витковых замыканиях в трансформаторах

ЧАПВ – частотное автоматическое повторное включение

НАПВ – автоматическое повторное включение

ЧДА – частотная делительная автоматика


Структура системыПА энергообъекта

Упрощённая схема системы ПА энергообъекта показана на рисунке 1. Все устройства ПА получают необходимые для работы данные с первичного оборудования (измерительные трансфор-маторы, блоки выключателей и разъединителей), измерительных преобразователей электрических величин, терминалов релейных защит, шкафов управления первичным оборудованием. Удалённые доаварийные и аварийные сигналы принимаются по ВЧ-каналам или оптоволоконным каналам, организованным посредством устройств передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК) АВАНТ K400 и УПК-Ц. Как показано на рисунке 1, устройства локальной ПА, реализуя противоаварийное управление по своим алгоритмам и на своём уровне, могут в свою очередь являться источниками пуско-

вых сигналов для централизованной автоматики энергоузла. В этом заключается иерархическая структура системы ПА энергообъекта. В качестве примера можем рассмотреть классическую ситуацию. Изделие МКПА, реализуя какой-нибудь свой алгоритм, например АЛАР или АОПН, воздействует на выключатели вверенной линии. Если в результате воздействия линия оказалась отключенной и МКПА зафиксировал этот факт, то он выдаёт в УПАЭ сигнал вида «фиксация отключения линии» (ФОЛ). Для УПАЭ сигнал ФОЛ явля-ется типичным пусковым органом, запускающим аварийный цикл УПАЭ. Будет ли реализовано какое-то управляющее воздействие по результатам работы аварийного цикла УПАЭ, определяется табли-цами управляющих воздействий (ТУВ) УПАЭ.

УПАСК

Рисунок 1.Иерархическая структура системы ПА

Системный оператор

Система сбора телеинформации и управления УВК ЦСПАУдаленный

АРМ

Уровень системного оператора

Уровень устройств централизованной ПА

Уровень устройств локальной ПА

Цепи УВ локальной автоматики

Цепи УВ УПАЭ

Приемник УПК-Ц

АВАНТ К400 Терминалы РЗ Блоки и схемы

управления

Измерительные преобразователи,

УНЦ-1

МКПА МКПА-2 ТПА-01

Шин

а сб

ора

данн

ых

УПАЭ

ГРАМИзмерительные

трансформаторы

Сервер АСУ ТП ARIS-SCADA

АРМ оператора

Передатчик УПК-Ц

АВАНТ К400Блоки

и схемы управления

Смежные системы

ПО, ТСПО, ТС

УПАСК

Цепи измерений (ТИ)

Цепи дискр. сигналов ПО, ТС

Цепи удаленных сигналов ПО, ТС


Схема цифровой сети комплекса ПА показана на рисунке 2. Технологическая ЛВС ПА строится на основе двух независимых се-тей Ethernet в целях резервирования. Каждая сеть организуется на основе управляемого коммутатора. В каждой сети участвуют следу-ющие виды абонентов:

• полукомплекты УПАЭ;

• устройства локальной автоматики (МКПА, МКПА-2);

• АРМы УПАЭ;

• источники доаварийной информации (например, шкафы цифровых измерительных преобразователей, шкафы измерения температуры и пр.).

Сеть ЛВС ПА предназначена для обмена доаварийной инфор-мацией между абонентами сети по TCP/IP-соединению в протоколе МЭК 870-5-104. Стандарт МЭК 61850-8-1 в части передачи/приёма GOOSE-сообщений устройствами ПА тоже поддерживается.

В последние несколько лет в обязательном порядке осущест-вляется интеграция системы ПА с системой АСУ ТП, при этом не только осуществляется передача в систему АСУ ТП информации о работе ПА, но и принимается доаварийная информация о состоянии

оборудования энергообъекта или смежных энергообъектов. Техно-логические сети АСУ ТП и ПА рекомендуется разделять маршрути-заторами. В систему АСУ ТП данные о работе устройств ПА переда-ются в протоколе МЭК 870-5-104.

Для передачи таблиц управляющих воздействий (ТУВ) из УВК ЦСПА в УПАЭ организован обособленный резервированный канал межмашинного обмена (ММО), обеспечивающий передачу данных про-токола TCP/IP с пропускной способностью не менее 64 Кбит/сек.

Устройства комплекса ПА энергообъектов должны иметь 100% резервирование как в части цепей входных и выходных сигналов, управляющих микропроцессорных блоков, так и в части организа-ции информационных цифровых каналов обмена данными между устройствами внутри комплекса ПА и со смежными системами.

Рисунок 2.Схема технологической ЛВС комплекса ПА

ЛВС ПАОсновная подсетьРезервная подсеть


Система сбора телеинформации и управления

УВК ЦСПА Удаленный АРМ

АРМоператора

МКПАОсновной

МКПАРезервный

ОСН

ОВН

ОЙ

АД

АП

ТЕР


Сервер ПТК ARIS-SCADA

NTP-cервер

маршрутизаторыосновной/резервный

кана

лы М

МО

Шкаф измерения температуры

Шкаф измерительных

преобразователей

РЕЗЕ

РВН

ЫЙ

АД

АП

ТЕР

ОСН

ОВН

ОЙ

АД

АП

ТЕР

РЕЗЕ

РВН

ЫЙ

АД

АП

ТЕР

ОСН

ОВН

ОЙ

АД

АП

ТЕР

РЕЗЕ

РВН

ЫЙ

АД

АП

ТЕР

УПАЭ

ОСН

ОВН

ОЙ

УНЦ

-1

РЕЗЕ

РВН

ЫЙ

УНЦ

-1п/к 1 п/к 2


Применение изделияТПА!01

Терминал противоаварийной автоматики ТПА-01 применяется в качестве микропроцессорного устройства ПА для подстанций 110/35/10 кВ. Терминал поставляется в виде отдельного устройства для установки в существующие панели или в составе шкафа. В одном шкафу размещаются один или два терминала, дополни-тельное оборудование (испытательные блоки, переключатели, про-межуточные реле для выдачи управляющих воздействий, органы сигнализации и индикации). Преимущество ТПА-01 по сравнению с обычными терминалами ПА состоит в том, что алгоритмы работы ТПА-01 реализованы на свободно программируемой логике и могут гибко настраиваться на этапе наладки и ввода в эксплуатацию, а также во время технического обслуживания или планового вывода устройства в ремонт. Терминалом ТПА-01 могут быть реализованы одновременно несколько функций ПА (АЧР, ЧАПВ, АОСН, НАПВ, АЧРС и другие) при наличии достаточного количества аналоговых входов, дискретных входов и выходов.

На рисунке 3 изображен пример схемы реализации функции АЧР/АОСН на двух секциях шин класса напряжения 10 кВ в составе понижающей подстанции 110/10 кВ. Устройство ТПА-01 в составе шкафа АЧР/АОСН следит за трёхфазным напряжением (Ua, Ub, Uc) на шинах 10 кВ и в случае снижения значения напряжения или частоты на шинах до уставок срабатывания отдаёт команды на отключение выключателей В11…В14 линий питания потребителей. Дискретные входные параметры ТПА-01, например «запрет работы алгоритма» или «перевод 1/2 СШ», вводятся в устройство с переключателей, расположенных на двери шкафа, или с внешних «сухих контактов».

Устройство ТПА-01 также способно выдать дискретные команды на повторное включение отключённого ранее оборудования (АПВ).

Рисунок 3.Пример реализации функций АЧР, АОСН с использованием ТПА-01

ТПА-01АЧР

АОСН

Т1 Т2

Отключение с запретом АПВ

НагрузкаВнешние сигналы

от РЗ и ПА

1 СШ 110 кВ

2 СШ 110 кВ

2 СШ 10 кВСШ 10 кВ

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8

CB

B9 B10

ТН2ТН1

Ua, Ub, Uc

Нагрузка

Отключение с запретом АПВ

Ua, Ub, Uc

B13 B14B11 B12


Применение изделийМКПА и МКПА!2

Любые типовые (АЛАР, АОПО, АЧР, АОПН и прочие из таблицы 1) и нетиповые алгоритмы локальной противоаварийной автоматики могут быть реализованы с использованием устройств МКПА или МКПА-2. Отличие изделий МКПА и МКПА-2 заключается в количестве входов/выходов. Устройство МКПА размещается в стандартном шкафу с габа-ритными размерами 800x600x2200 мм. Устройство МКПА-2 представ-ляет собой терминал для установки в 19’ стойку.

Устройствами МКПА и МКПА-2 могут быть реализованы несколько функций одновременно при наличии достаточного количества ана-логовых входов, дискретных входов и выходов. Алгоритмы работы МКПА и МКПА-2 реализованы на свободно программируемой логике и могут гибко настраиваться на этапе наладки и ввода в эксплуатацию, а также во время технического обслуживания или планового вывода устройства в ремонт.

На рисунке 4 изображён пример реализации функций ликвидации асинхронного режима линии (АЛАР) и автоматики ограничения пере-грузки оборудования (АОПО) с использованием двух устройств МКПА. Автоматика АЛАР предназначена для выявления асинхронного хода по параметрам режима контролируемого присоединения и выдачи управляющих воздействий для деления электросети на несвязанные участки. Автоматика АОПО предназначена для определения факта пре-вышения перетока активной мощности по линии в заданном направ-лении и выдачи управляющих воздействий. На рисунке 4 упрощённо показана схема энергоузла с двумя генерирующими объектами ГРЭС 1, ГРЭС 2 и одной подстанцией ПС. В отсутствие аварийных режимов в сети генераторы на ГРЭС 1 и ГРЭС 2 работают синхронно. По ряду при-чин (например, короткое замыкание на линии ПС-ГРЭС 2) синхронная работа генераторов может нарушается.

МКПА с алгоритмом АЛАР должен быть подключен к трем фазным токам (Ia, Ib, Ic) и трем фазным напряжениям (Ua, Ub, Uc) контролируе-

мого присоединения. Для отслеживания неисправностей во вторичных цепях напряжения в МКПА также заводятся три фазных напряжения с дополнительных вторичных обмоток ТН, соединённых по схеме разомкнутого треугольника. Итого для работы алгоритма АЛАР до-статочно следить за девятью аналоговыми величинами. Все остальные параметры, необходимые для работы АЛАР (сопротивления, мощности и т.д.), вычисляются из фазных токов и напряжений. Для работы алго-ритма АОПО нужны те же измерения трёх фазных токов (Ia, Ib, Ic), трёх фазных напряжений (Ua, Ub, Uc). Ввиду этого функции АЛАР и АОПО удобно размещать в одном МКПА, как показано на рисунке 4. Замеры температуры окружающей среды, необходимые для правильного функционирования АОПО, вводятся в МКПА из цифрового устройства нормализации УНЦ-1, которое получает сигналы с выносного датчика и отправляет данные в технологическую сеть ЛВС ПА по протоколу МЭК 61850-8-1 GOOSE.

Управляющие воздействия АЛАР вида «отключение выключателя» подаются к местным выключателям. Вместе с управляющим сигналом на отключение формируется сигнал запрета на включение от устрой-ства АПВ (автоматика повторного включения). После деления сети устройством АЛАР обратное восстановление целостности возможно только по команде оператора. На рисунке 4 изображены два устрой-ства МКПА, которые резервируют друг друга. Они выполняют одну и ту же функцию АЛАР на одном и том же присоединении, воздействуя на выключатели линии, каждый со своей стороны.

Управляющие воздействия АОПО подаются к выключателям ли-ний нагрузки. На рисунке 4 таким выключателем служит В4, который является для устройства МКПА-АОПО удалённым. К месту назначения управляющие воздействия (УВ) АОПО передаются через оптоволокон-ный канал связи, образованный устройствами АВАНТ К400.

Рисунок 4.Пример реализации функций АЛАР, АОПО с использованием МКПА

АВАНТ К400

Т1

Нагрузка

АВАНТ К400

АЛАР АОПО

МКПА

ГРЭС 1 ГРЭС 2ПС 500 кВ

АЛАРМКПА

ВЛ 500 кВ ВЛ 500 кВ ТТТТ

УВ АОПО

оптика

УНЦ-1

датчик температуры

изм. t °C

B1 B2 B3

B4

УВ АЛАР УВ АЛАР

B5Б1 Б2Т2СШ СШ

ТН

ТН


Описание комплексаАПНУ/САОН на базе УПАЭ

В основе функционирования алгоритма предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) лежат результаты расчётов устойчивости вверенной энергосистемы при всех возможных аварийных воздействиях во всех возможных ремонтных схемах сети. Алгоритм САОН подразумевает, что комплекс ПА в случае необходимости будет воздействовать на объекты энергоузла командами вида «отключение нагрузки» (ОН), отключая линии потребителей. АПНУ/САОН устанавливается на узловой под-станции 500 кВ. Выбор подстанции для установки АПНУ/САОН определяется наличием каналов связи с соседними подстанци-ями, генерирующими объектами и диспетчерским управлением. Комплекс АПНУ/САОН может быть построен на базе устройства УПАЭ. Структурная схема комплекса АПНУ/САОН на базе УПАЭ представлена на рисунке 5.

УПАЭ функционирует по принципу 2 ДО. Это означает, что на момент получения аварийного сигнала устройство уже имеет подготовленную таблицу управляющих воздействий (ТУВ), из которой в случае приёма аварийного дискретного сигнала тре-буется выбрать необходимый набор воздействий. Все варианты таблиц управляющих воздействий закладываются в устройство на этапе ввода в эксплуатацию или принимаются контроллерами УПАЭ с сервера ЦСПА по каналам межмашинного обмена (ММО). При наличии связи с ЦСПА и при успешной загрузке ТУВ из ЦСПА устройство УПАЭ работает в режиме удалённого контроллера ЦСПА (режим УКПА). В случае потери связи с ЦСПА или по коман-де диспетчера устройство переходит в режим локальной работы (режим ЛАПНУ) и готово действовать согласно выбранной ТУВ режима ЛАПНУ.

Определение действующей схемы узла устройством УПАЭ осуществляется на основании входной доаварийной информа-ции. Для комплекса АПНУ/САОН входными доаварийными дис-кретными сигналами (сигналами ТС) являются сигналы о ремон-те оборудования: «фиксация ремонта линии (ФРЛ)», «фиксация ремонта блока (ФРБ)», «фиксация ремонта автотрансформатора (ФРАТ)» и прочие. Информация о перетоках мощности по линиям энергоузла передаётся в УПАЭ в виде аналоговых сигналов ТИ либо в цифровом виде по технологической ЛВС из ССПИ или от цифровых измерительных преобразователей мощности.

Для комплекса АПНУ обычным пусковым сигналом (ПО) является сигнал вида «фиксация отключения линии (ФОЛ)». В случае поступления сигнала ПО, доаварийный цикл прекраща-ется, ТУВ ЛАПНУ (и ТУВ УКПА, если была передана из сервера ЦСПА) фиксируются, и запускается цикл аварийного управления. В цикле аварийного управления осуществляется опрос вводов сигналов ПО с высокой разрешающей способностью (один раз за 1 мс), идентификация соответствующих строк таблицы управля-ющих воздействий с выдачей выбранных УВ по ним.



МКПА

МКПА-2 Терминалы РЗ

ССПИ ARIS-SCADA

ТС (ФРЛ, ФРБ, ФРАТ и др.)

ТИ (Ракт)

ПО (ФОЛ, ФОБ, ФОАТ и др.)

Измерительныепреобразователи

(ИП)



АВАНТ К400

Диспетчерское управление

Удаленный АРМдиспетчера

УПК-Ц

АВАНТ К400

УПК-Ц

ЛВС ПА

УПАЭАПНУ/САОН

ЛЭП

ВОЛС

УВК ЦСПА

Основная подсетьРезервная подсеть

п/к 1 п/к 2

УВ (ОН)


АВАНТ К400

УПАСК

Рисунок 5.Структурная схема комплекса АПНУ/САОН на базе УПАЭ


Описание комплексаАПНУ/АРС на базе УПАЭ

Необходимость применения автоматики разгрузки/загрузки (АРС/АЗС) электростанции обусловлена требованиями обеспечения устойчивости энергосистемы при выдаче станцией мощности. Кроме того, эта автоматика необходима, когда станция участвует в центра-лизованной системе противоаварийной автоматики (ЦСПА) и может получать автоматические команды снижения/подъема мощности от централизованной системы. В этом случае алгоритм управления но-сит наименование АРУ (автоматика разгрузки узла).

В задачу АРС на базе УПАЭ входит контроль за состоянием блоков (гидрогенераторов) станции, в том числе получение замеров активной мощности. Доаварийными входными дискретными параме-трами для комплекса АРС/АРУ являются сигналы состояния оборудо-вания («ремонт/работа»), сигналы о возможности привлечения блока для нужд ПА.

В качестве управляющих воздействий АРС могут выступать дис-кретные команды разгрузки турбин, команды отключения блоков или генераторов, команды отключения нагрузки и т.п.

Комплекс АРС может быть реализован как с возможностью вы-бора блоков под отключение вручную, так и с автоматическим выбо-ром блоков под отключение, где критериями являются: допустимость привлечения блока, генерация блока, отсутствие запрета персонала на отключение блока. Автоматический выбор блоков должен произ-водиться таким образом, чтобы отключить минимальное число бло-ков, необходимое для реализации требуемого объема УВ.

Рисунок 6. Структурная схема комплекса АПНУ/АРС на базе УПАЭ


МКПА-2 Терминалы РЗ

ССПИ ARIS-SCADA

ТС (ФРЛ, ФРБ, ФРАТ и др.)

ТИ (Ракт)

ПО (ФОЛ, ФОБ, ФОАТ и др.)

Измерительныепреобразователи

(ИП)

АВАНТ К400

УПК-Ц

АВАНТ К400

УПК-Ц

УПАЭАПНУ/АРС

ЛЭП

ВОЛСп/к 1 п/к 2

УВ (ОН, ОГ, РТ)


АВАНТ К400

УПАСК

ГРАМ

Схема управления генераторами



Диспетчерское управление

Удаленный АРМдиспетчера

ЛВС ПА

УВК ЦСПА

Основная подсетьРезервная подсеть

МКПА

13

Устройства,комплексы,терминалы

14

устройства, комплексы и терминалы

ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ

Основные функции • ввод и обработка доаварийной информации;• выбор (расчёт) управляющих воздействий

(УВ) для режима локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (режим ЛАПНУ);

• работа в режиме удалённого контроллера централизованной системы противоаварийной автоматики ЦСПА (режим УКПА);

• аварийное управление при поступлении сигнала ПО;• периодический контроль исправности

(самодиагностика);

• человеко-машинный интерфейс;• обмен информацией с сервером ЦСПА;• сопряжение с АСУ ТП объекта;• выдача аварийно-предупредительной

сигнализации;• регистрация аварийных событий и процессов;• синхронизация времени – NTP;• защита от несанкционированного доступа.

Сигналы доаварийной информации

• параметры активной мощности в виде унифици-рованных сигналов постоянного тока «-5…+5 мА», «0…5 мА», «4…20 мА»;

• дискретные сигналы типа «сухой контакт»;• цифровые сигналы, принимаемые из сети

Ethernet по протоколам IEC 60870-5-104 и IEC 61850 GOOSE;

• цифровые сигналы, принимаемые по протоколам устройств телемеханики (ТМ-512, УТК-1, Гранит) с использованием канальных адаптеров и по про-токолу Modbus-RTU.

Основные характеристики (для каждого полукомплекта)

• количество входов аналоговых сигналов (ТИ) до 32

• приведённая погрешность регистрации аналоговых сигналов не более 0,5 %

• количество входов доаварийных дискретных сигналов (ТС) до 72

• количество входов аварийных дискретных сигналов (ПО) до 72

• количество выходов управляющих воздействий (УВ) до 71;

• количество портов для подключения каналов телемеханики до 8

• количество источников данных в протоколе IEC 60870-5-104 и IEC 61850 GOOSE до 32

• номинальное напряжение постоянного тока питания дискретных входов (Uном) 220 В или 48 В

• напряжение срабатывания дискретных входов 0,75xUном

• ток дискретных входов при номинальном значении напряжения питания входов 20 мА

• ток, коммутируемый выходами УВ не более 1 А

• потребляемая мощность полукомплекта не более 160 Вт

• время реакции системы не более 20 мс

• цикл расчёта таблицы УВ не более 3 с

• среднее время восстановления (замены сменного элемента) 1 час

• средняя наработка на отказ 100000 часов

Устройство противоаварийнойавтоматики энергоузла УПАЭ

Устройство противоаварийной автоматики энергоузла (УПАЭ) предназначено для выполнения функций предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы (АПНУ), автоматики разгрузки станции (АРС), автоматики загрузки станции (АЗС), автоматики отключения нагрузки (САОН), автоматики дозированных воздействий (АДВ).

УПАЭ является резервированным устройством, состоящим из двух идентичных полу-комплектов (п/к), работающих совместно и одновременно. Совместная работа полуком-плектов означает синхронное выполнение шагов доаварийного и аварийного циклов, а также использование согласованных данных при выборе ТУВ и обработке аварийного цикла. Конструктивно УПАЭ размещается либо в одном шкафу шириной 1200 мм, либо в двух шкафах шириной 800 мм. Каждый полукомплект УПАЭ состоит из программируемого контроллера, устройств связи с объектом (УСО) и оборудован органами управления, сиг-нализации и индикации. Программируемый контроллер реализует функции управления техпроцессом, диагностики, сигнализации и т.п.

15

www.prosoftsystems.ru


Питание • 220 (+10%, -20%) В постоянного тока или 220 (+10%, -20%) В переменного тока частотой (47…63) Гц

Габаритные размеры • 2200x1200x600 мм при размещении в одном шкафу;• 2200x800x600 мм при размещении каждого полукомплекта в отдельном шкафу.

Рабочая температура • от +1 до +45 оC

Устойчивость к сейсмическим нагрузкам

• устройство противоаварийной автоматики энергоузла УПАЭ устойчиво к сейсмическим нагрузкам интенсив-ностью 9 баллов по шкале MSK-64 для высотной отметки от 0 до 10 м в соответствии с ГОСТ30546.1-98.

ПрограммноеобеспечениеВыполнено на базеОС реального времени QNX Neutrino 6.5.0

• оперативно-диспетчерский контроль и управление;• редактор настроек УПАЭ;• редактор мнемосхем;• просмотр журналов событий и отчетов о срабатывании; • дополнительно возможна поставка программного имитатора УПАЭ («Virtual Stend») для опробования конфи-

гураций и алгоритмов работы УПАЭ без использования действующего оборудования.

Программное обеспечение оперативно-диспетчерского контроля и управленияВыполнено для ОС Windows

• контроль работы УПАЭ; • управление поступающим в расчет состоянием ВЛ, выключателей, разъединителей и других элементов сети;• получение отчета о срабатывании УПАЭ;• получение информации о неисправностях и различных событиях УПАЭ.

Заключение ОАО «ФСК ЕЭС» УПАЭ принято Межведомственной комиссией (МВК) ОАО «ФСК ЕЭС» с участием специалистов следующих организаций: ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», ОАО «ВНИИЭ», ОАО «Институт «Энергосетьпроект», Балаковская АЭС, концерн «РОСЭНЕРГОАТОМ». Имеет ТУ, согласованные в установленном порядке c ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

Сертификаты Сертификат Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии на соответствие УПАЭ требованиям нормативных документов РОСС RU.ME27.H02055 № 0175514.

1200 605

2205

Габаритные и установочные размерыУПАЭ

2205

1200 605

16



Микропроцессорный комплекс локальнойпротивоаварийной автоматики МКПА

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики МКПА предназначен для контроля режимов работы электрической сети и реализует функции противоаварийной автоматики (ПА) энергосистем.

МКПА разработан для модернизации и замены существующих панелей противоаварий-ной автоматики высоковольтных линий и подстанций напряжением 110 кВ и выше.

Основу аппаратных средств МКПА составляют модульные промышленные контроллеры. МКПА может поставляться в резервированном или односистемном варианте.

Функциональное назначение МКПА определяется составом установленных на нём ал-горитмов ПА. Каждый алгоритм ПА реализует соответствующую функцию ПА. Все данные, необходимые для работы алгоритмов ПА, вычисляются на основе информации, полученной с собственных модулей аналогового и дискретного ввода. В случае выявления одним из алгоритмов ПА аварийного режима МКПА выдает необходимые управляющие воздействия и регистрирует аварийное событие. Регистрируя аварийное событие, МКПА фиксирует время аварийного события, создает и сохраняет осциллограмму аварийного события, заносит информацию об аварийном событии в собственный журнал событий и уведомляет диспет-черскую программу SignW о произошедшем аварийном событии.

Основные функции • автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР);• автоматика частотной разгрузки (АЧР);• автоматика ограничения повышения напряжения (АОПН);• автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН);• астройство резервирования отказа выключателя (УРОВ);• автоматика разгрузки по напряжению (АРН);• автоматика разгрузки линии (АРЛ);• автоматика контроля предшествующего режима (КПР);• автоматика сигнализации при витковых замыканиях в трансформаторах (СВЗТ);• автоматика фиксации отключения линии (ФОЛ);• автоматика фиксации отключения блока (ФОБ);• автоматика фиксации включения и отключения автотрансформатора (ФОАТ);• автоматика фиксации тяжести короткого замыкания (ФТКЗ);• дополнительные функции противоаварийной автоматики, необходимые Заказчику.

Основные преимущества • возможность реализации нескольких функций ПА на одном устройстве;• большой выбор типовых решений привязки к объекту на этапе проектирования;• широкий спектр регистрируемых событий;• возможность интеграции в АСУ ТП объекта по стандартным протоколам

OPC DA, IEC 60870-5-104, IEC 61850;• управление устройством с местного пульта или удаленно с АРМ диспетчера;• резервированное исполнение процессорной части;• высокая надежность за счёт применения модулей промышленной электроники;• непрерывная самодиагностика основных узлов;• интегрированная среда разработки алгоритмов противоаварийной автоматики.

17



* Суммарное количество входных и выходных дискретных каналов не более 144.

** Габаритные размеры шкафа с передней стеклянной дверью 800x800x2200 мм.

*** Требуемые пределы измерения аналоговых сигналов определяются при заказе МКПА.

Основные техническиехарактеристики

• количество аналоговых каналов до 32

• частота дискретизации каждого канала 2 кГц (40 тчк/пер)

• количество входных дискретных каналов* от 24 до 120

• количество выходных дискретных каналов* от 24 до 120

• верхние пределы измерения постоянных токов*** ±5мА, ±20мА, ±75мА, ±150мА

• мощность потребления, Вт не более 350

• разрядность АЦП 16

• основная приведённая погрешность измерения аналоговых сигналов, % не более 0,4

• номинальное значение измеряемого тока***, А 1 или 5

• номинальное значение измеряемого напряжения***, В 60 или 100

• номинальное напряжение питания, В 220

• надёжность (средняя наработка на отказ), час не менее 50 000

• габаритные размеры электротехнического шкафа**, мм 800x600x2200

Среда для разработки пользовательских алгоритмов

• инструментальная среда разработки Soft Constructor.


• Комплекс МКПА устойчив к сейсмическим нагрузкам интенсивностью 9 баллов по шкале MSK-64 для высотной отметки от 0 до 10 м в соответствии с ГОСТ30546.1-98.

Поддерживаемые протоколы

• Для решения задачи интеграции МКПА в АСУ ТП разработаны программные модули, с помощью которых возможна передача данных с устройств МКПА в АСУ ТП по одному из трёх протоколов: стандарта OPC DA, стандарта IEC 60870-5-104 и стандарта IEC 61850. Для решения задачи синхронизации времени со време-нем АСУ ТП, МКПА использует стандартные протоколы синхронизации времени ICMP и NTP.

Габаритные и установочные размерыМКПА

806

2000

200

600

2000

200

806 600

18



Основные функции • автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР);• автоматика частотной разгрузки (АЧР);• автоматика ограничения повышения напряжения (АОПН);• автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН);• устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ);• автоматика разгрузки линии (АРЛ);• автоматика контроля предшествующего режима (КПР);• автоматика сигнализации при витковых замыканиях в трансформаторах (СВЗТ);• автоматика фиксации отключения линии (ФОЛ);• автоматика фиксации отключения блока (ФОБ);• автоматика фиксации включения и отключения автотрансформатора (ФОАТ);• автоматика фиксации тяжести короткого замыкания (ФТКЗ );• дополнительные функции противоаварийной автоматики, необходимые заказчику.

Дополнительные возможности

• большой выбор типовых решений привязки к объекту на этапе проектирования;• реализация нескольких функций ПА на одном устройстве;• широкий спектр регистрируемых событий;• непрерывная самодиагностика основных узлов;• управление устройством с местного пульта или удаленно с АРМ диспетчера;• интегрированная среда разработки алгоритмов противоаварийной автоматики;• высокая надежность за счет применения модулей промышленной электроники;• интеграция в АСУ ТП объекта по стандартным протоколам.

Основные технические характеристики

• количество аналоговых каналов до 10 (кратность 2)

• частота дискретизации каждого канала, кГц 2 (40 тчк/пер)

• количество дискретных входов типа «сухой контакт»* от 6 д о 42 (кратность 6)

• верхние пределы измерения постоянных напряжений**, мВ ±20, ±75, ±150

• верхние пределы измерения действующих значений переменных напряжений**, В 100, 200, 500

• верхние пределы измерения постоянных токов**, мА ±5, ±20, ±75, ±150

• количество дискретных выходов управляющих воздействий (УВ)* от 6 д о 42 (кратность 6)


• допускаемая приведенная погрешность измерения аналоговых сигналов, % не более 0,4

• верхние пределы измерения действующих значений переменных токов**, А 2, 5, 10, 20, 50

• надежность (средняя наработка на отказ), час не менее 100 000

• протоколы приема/передачи данныхOPC DAIEC 60870-5-104IEC 61850

Микропроцессорный комплекспротивоаварийной автоматики МКПА!2

Микропроцессорный комплекс противоаварийной автоматики МКПА-2 предназначен для контроля режимов работы электрической сети.

Основу аппаратных средств МКПА-2 составляет промышленная одноплатная ЭВМ, связанная с модулями АЦП, дискретного ввода/вывода, органами управления и индикации.

Функциональное назначение МКПА-2 определяется составом установленных на нем алгоритмов ПА. Каждый из них реализует соответствующую функцию ПА. Все данные, необходимые для их работы, вычисляются на основе полученной с модулей аналогового и дискретного ввода информации. В случае выявления одним из алгорит-мов ПА аварийного режима, МКПА-2 выдает необходимые управляющие воздействия и регистрирует аварийное событие. При регистрации МКПА-2 фиксирует время аварий-ного события, создает и сохраняет осциллограмму сигналов, заносит информацию об аварийном событии в собственный журнал событий и уведомляет о данном событии диспетчерскую программу SignW.

19



Питание Электропитание МКПА-2 может осуществляться напряжением 220 (+22/-44) В постоянного либо переменного тока (50 Гц). Собственное энергопотребление МКПА-2 не превышает 50 Вт.Питание дискретных входов типа «сухой контакт» осуществляется через отдельный ввод с номинальным напряжением 24/48/110 /220 В постоянного тока.

Размеры 482,6х427х132 мм (ШхГхВ) – конструктив Евромеханика с установочным размером 19’’ высотой 3U.

Масса не более 10,5 кг

Рабочая температура От 0 од 50 °С


инструментальная среда разработки Soft Constructor.


Устройство МКПА-2 устойчиво к сейсмическим нагрузкам интенсивностью 9 баллов по шкале MSK-64 для высотной отметки от 0 до 10 м в соответствии с ГОСТ30546.1-98.

Устройство и принцип работы

Основу аппаратных средств МКПА-2 составляет промышленная одноплатная ЭВМ , связанная с модулями АЦП, дискретного ввода/вывода, органами управления и индикации.Функциональное назначение МКПА-2 определяется составом установленных на нём алгоритмов ПА. Каждый из них реализует соответствующую функцию ПА. Все данные, необходимые для их работы, вычисляются на основе полученной с модулей аналогового и дискретного ввода информации. В случае выявления одним из алгоритмов ПА аварийного режима, МКПА-2 выдает необходимые управляющие воздействия и регистрирует аварийное событие. При регистрации МКПА-2 фиксирует время аварийного события, создает и сохраняет осциллограмму сигналов, заносит информацию об аварийном событии в собственный журнал событий и уведомляет о данном событии диспетчерскую программу SignW.

Заключение ОАО «ФСК ЕЭС »

По заключению межведомственной аттестационной комиссии ОАО «ФСК ЕЭС», МКПА-2 рекомендован для применения в качестве отдельного устройства противоаварийной автоматики (ПА), а также в составе комплексов ПА на подстанциях ЕНЭС и распределительных электрических сетей.

Сертификаты Сертификат Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии на соответствие микропроцессорного комплекса противоаварийной автоматики МКПА-2 требованиям нормативных документов РОСС RU.АЯ 55.Н06185.

* Cуммарное количество дискретных входов и выходов УВ – 42 (при количестве аналоговых входов 10) или 48 (при количестве аналоговых входов до 8).** Требуемые пределы измерения аналоговых сигналов определяются при заказе МКПА-2.

Габаритные и установочные размерыМКПА!2

482,6

132

446,8

426,

8383,

8

132

446,8

383,

8

426,

8482,6

20



Основные функции • автоматическая частотная разгрузка (АЧР);• автоматическая разгрузка по скорости снижения частоты (АЧРС);• частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ);• автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН);• автоматическое повторное включение (НАПВ);• блокировка по скорости снижения частоты df/dt (защита от выбега двигателей).

Переменный ток (действующее значение)

• пределы измерения входного напряжения 100; 200 В

• пределы измерения входного тока 5; 10; 20; 50 А


• пределы допускаемой приведенной погрешностиизмерения напряжений и токов

не более +- 0,4 %

• пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения частоты не более +- 0,02 Гц

• пределы допускаемой абсолютной погрешностиизмерения угла фазового сдвига

не более +- 1О

• количество аналоговых входов 8

• диапазон измерения частоты входных сигналов 45…55 Гц

• диапазон измерения угла фазового сдвига в однофазной и трехфазной сети 0…360О

• погрешность синхронизации по времени не более 1 мс

• количество дискретных каналов ввода/вывода 36


• регистрация аварийных событий;• самодиагностика;

• ключ запрета/разрешения выдачи УВ;• поддержка USB flash drive.

Протоколы приема/передачи данных

• IEC 60870-5-104• IEC 61850 GOOSE• IEC 61850 MMS

Питание • 120-370 VDC и 85-265 VAC

Размеры • 260х270х266мм. (ГхШхВ), корпус 6U (Евромеханика)

Рабочая температура • от +1 до +50 °С


инструментальная среда разработки Soft Constructor.

Терминал противоаварийной автоматики ТПА!01

ТПА-01 предназначен для контроля режимов работы электроэнергетической системы и управления компонентами электрической сети согласно заданным алгоритмам работы. Область применения ТПА-01 – системы защиты, автоматики, измерения и управления подстанций 110/35/10 кВ.

21



Габаритные и установочные размерыТПА!01

265.

900

238.5

255.5

ТПА-01

269,2

236,0

269,2255,5

265,

9

236

238,5

22




• количество входных аналоговых каналов, не более 8

• ток входных аналоговых каналов, мА -20 … +20

• количество портов Ethernet, не более 2

• формат цифровых выходных данных IEC 61850-8 Goose

• напряжение питания, В 18-36

• потребляемый ток, не более, мА 150

• габаритные размеры, мм 105x126x104

Устройство нормализации цифровоеУНЦ!1

Устройство нормализации цифровое УНЦ-1 предназначено для дискретизации входного унифицированного аналогового сигнала (-20 … +20) мА и передачи аналоговой величины в сеть Ethernet. УНЦ-1 применяется в составе комплекса ПА в части аппаратуры ввода первичной ана-логовой информации, например, для ввода в МКПА и МКПА-2 замеров температуры окружаю-щей среды при реализации алгоритма АОПО. Также возможно использование УНЦ-1 совместно с измерительными преобразователями активной и реактивной мощности или других физических величин.

Габаритные и установочные размерыУНЦ!1

УНЦ-1

105 104

80,0

Содержание

Регистрация и измерения

Предлагаемый ассортимент ................................................................................................................................ 24

Система мониторинга переходных режимов ..................................................................................................... 25

Описание системы регистрации аварийных событий (РАС) ............................................................................ 26

УСТРОЙСТВА И РЕГИСТРАТОРЫ ............................................................................................................................. 27

• Цифровой регистратор электрических событий PЭС -3 ............................................................................ 28

• Регистратор аварийных ситуаций в системе защит и переключений РАС-ЗП-01 ................................... 32

• Регистратор переходных режимов ТПА-02 PMU ......................................................................................... 34

• Анализатор показателей качества электрической энергии АПКЭ-1 ......................................................... 36

24 РЕГИСТРАЦИЯ И ИЗМЕРЕНИЯ

стр. 28

стр. 34

стр. 32

стр. 36

Анализатор показателей качества электрической энергии АПКЭ -1Предназначен для автоматизации измерений и регистрации параметров качества электрической энергии в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трёхфазного и однофазного тока частотой 50 Гц и напряжением от 0,4 до 750 кВ.

Цифровой регистратор электрических событий PЭС -3Предназначен для мониторинга, накопления и предоставления информации о процессе возникновения, развития и ликвидации аварийных ситуаций на электрооборудовании подстанции. На основе этой информации можно определить первопричины отключения оборудования и оценить правильность работы устройств РЗА и ПА. Прибор широко применяется для испытаний электро-технического оборудования (электроприводов, выключателей, трансформаторов, электрических машин и др.).

Регистратор аварийных ситуаций в системезащит и переключений РАС -ЗП -01 Предназначен для сбора, первичной обработки и архивирования последовательности срабатывания защит и переключений.

Регистратор переходных режимов ТПА-02 PMUКомплексное решение для СМПР, полностью соответствующее суще-ствующим требованиям. В состав предлагаемого комплекса входит векторный измеритель, измеритель параметров возбуждения генера-тора и концентратор векторных измерений.

Переносной вариант

Стационарный вариантШкафное исполнение

Регистрация и измерения

25РЕГИСТРАЦИЯ И ИЗМЕРЕНИЯ

Система мониторингапереходных режимов

Технология векторных измерений является одной из самых дина-мично развивающихся технологий в мировой энергетике благодаря новому качеству информации, которую она предоставляет.

На базе технологии векторных измерений по всему миру раз-рабатываются и внедряются системы, такие как WAMS и WAMPACS, которые позволяют принципиально улучшить качество мониторинга и управления. В России создается и развивается своя система на базе технологии векторных измерений, которая получила название СМПР – система мониторинга переходных режимов.

В последнее время система мониторинга переходных режимов, использующая технологию синхронизированных векторных измере-ний режима энергосистемы, активно развивается. С созданием СМПР появляется возможность получать более детальную информацию о параметрах установившихся и переходных режимов энергосистемы, возникающих вследствие технологических нарушений или аварий. В связи с этим все больше объектов единой энергосистемы (ЕЭС) осна-щаются векторными измерителями.

Самым существенным образом активному внедрению СМПР спо-собствует техническая политика, проводимая ОАО «СО ЕЭС» в рамках

стратегии развития системы СМПР ЕЭС, благодаря которой раз-рабатываются новые требования к векторным измерителям, новые алгоритмы анализа векторных измерений, увеличивается количество параметров, необходимых для регистрации и анализа.

Со своей стороны ООО «Прософт-Системы» предлагает ком-плексное решение для СМПР, полностью соответствующее суще-ствующим требованиям. В его состав входит векторный измеритель, измеритель параметров системы возбуждения генератора и концен-тратор векторных измерений. Компоненты комплекса СМПР син-хронизируются по времени с помощью приёмников GPS/ГЛОНАСС, поставляемых в составе комплекса.

Кроме этого, ООО «Прософт-Системы» активно участвует в раз-личных мероприятиях, посвященных развитию технологии вектор-ных измерений, в рамках которых тесно сотрудничает с ОАО «СО ЕЭС», профильными институтами и другими производи-телями устройств СМПР.

На сегодняшний день ПТК СМПР производства ООО «Прософт-Системы» установлен на 5 крупных объектах, всего 42 векторных из-мерителя, из которых 20 на энергоблоки, общей мощностью 11 ГВт.

ЦДУ (Москва)

Рисунок 1.Схема системы мониторинга переходных режимов

АССИ СМПР РДУ 2АССИ СМПР РДУ 1

Концентратор PDC

ТПА-02 ТПА-02 ТПА-02

Объект 1

U

ТТ, ТН СВ ТГ ТТ, ТН СВ ТГ ТТ, ТН СВ ТГ

I Uв Iв


ТПА-02 ТПА-02

Объект 2

ТТ, ТН СВ ТГ ТТ, ТН СВ ТГ

ТПА-02 ТПА-02 ТПА-02


Объект 3

Объект NОбъект N

ТТ, ТН СВ, ТГ ТТ, ТН СВ, ТГ ТТ, ТН СВ, ТГ

U I Uв Iв U I Uв Iв U I Uв Iв U I Uв Iв U I Uв Iв U I Uв Iв U I Uв Iв

GPS/ГЛОНАСС GPS/ГЛОНАССGPS/ГЛОНАСС


Рисунок 2. Пример системы регистрации аварийных событий (РАС)


Система сбора телеинформацииАРМ

Диспетчера

АРМоператора

ТерминалыРЗ и А

Блоки и схемы

управления

РЭС-3 РЭС-3 РЭС-3 РЭС-3

Измерительные трансформаторы

Внешниедатчики

Коммутационные аппараты

Преобразователь среды

Преобразователь средыПреобразователь среды

Сервер РАС

МЭК

608

70-5

-104

Оборудование связи

Оборудование связи

Ethernet Ethernet

Ethernet

УПАСК


АВАНТ К400

Цепи измерений (ТИ)

Цепи дискр. сигналов ПО, ТС

ВОЛ

С

ВОЛС ВОЛС (резервный канал)

Энергообъект

РЩ

ГЩУ

ПТК ARIS

Система регистрации аварийных событий (РАС) предназначена для накопления, хранения и представления информации о процессе возникновения аварийных ситуаций, развитии и ликвидации аварий-ных ситуаций на основном электрооборудовании генерирующего объекта, подстанции, а также на электрооборудовании потребителя электроэнергии. Данная информация даёт возможность точнее опре-делить первопричины отключения оборудования и произвести оценку правильности работы устройств РЗиА и ПА.

На рисунке 2 изображён пример системы регистрации аварийных событий (РАС) на базе устройств РЭС-3. Регистраторы РЭС-3 разме-щены в помещениях рассматриваемого энергообъекта: на релейном щите (РЩ) и на главном щите управления (ГЩУ). В РЭС-3 заведены аналоговые цепи (ТИ) от измерительных трансформаторов (ТН и ТТ) и внешних измерительных преобразователей. Дискретные сигналы (ТС, ПО) в РЭС-3 поступают от устройств релейной защиты и автома-тики (РЗиА), от шкафов управления электрооборудованием, непо-средственно с коммутационных аппаратов (КА), а также от УПАСК.

Запуск осциллографирования аварии регистратором произво-дится как по факту превышения уставки аналогового параметра, так и по инициативному дискретному сигналу от внешнего устройства.

Описание системы регистрации аварийных событий (РАС)

Настройка условий срабатывания РЭС-3 производится на этапе ввода в эксплуатацию и при плановом техническом обслуживании системы.

Информация в РЭС-3 регистрируется следующими способами: • осциллографирование (запись мгновенных значений аналого-

вых и дискретных величин) как в текущих, так и в аварийных режи-мах с частотой дискретизации до 2000 Гц на канал;

• регистрация событий в архивах АСУ ТП (передача данных на верхний уровень АСУ ТП по протоколу TCP/IP).

Все регистраторы комплекса РАС объединены в технологическую ЛВС, построенную на базе сервера РАС. Сервер РАС обеспечивает информационный обмен системы РАС со станционным (АСУ ТП) и верхним (СО) уровнями. Результаты регистрации передаются на стан-ционный и верхний уровни автоматически или по команде оператора для дальнейшего архивирования, а также отображения данных и ретроспективного анализа средствами АРМ диспетчера. РЭС-3 также имеет самостоятельные средства отображения аварийных процессов в составе местного АРМ оператора.

При необходимости регистраторы РЭС-3 могут синхронизиро-ваться по времени с помощью приёмников GPS/ГЛОНАСС, поставляе-мых в составе изделий.

Устройстваи регистраторы

28

устройства и регистраторы

РЕГИСТРАЦИЯ И ИЗМЕРЕНИЯ

Основные функции • регистрация дискретных сигналов релейной защиты и автоматики (РЗА);

• обработка информации в реальном времени, формирование архивов различного типа и их энергонезависимое хранение;

• построение векторных диаграмм в режиме реального времени;

• вычисление активной, реактивной и полной мощностей, симметричных составляющих токов и напряжений;

• вычисление сопротивлений линии;• обеспечение синхронизации системного времени;

• встроенная программно-аппаратная самодиагностика;

• осциллографирование текущих нормальных и аварийных режимов;

• вывод информации на дисплей и принтер с четкой привязкой по времени;

• обмен информацией с внешними устройствами, передача информации в центр обработки (управления);

• передача данных в АСУ ТП:• по протоколу стандарта OPC DA,• по протоколу стандарта IEC 60870-5-104,• по протоколу стандарта IEC 61850-8-1 (MMS).

Возможности • высокая частота дискретизации;• высокая точность измерения аналоговых

сигналов;• гибкая система связи (для связи с диспетчерским

компьютером применим интерфейс Ethernet, стандартный телефонный модем, GSM модем, XDSL модем);

• высокая надежность;• широкие возможности по изменению

конфигурации, функций, параметров, уставок;• возможность интеграции в систему АСУ по

стандартным протоколам.


• количество аналоговых входных каналов* 2�64

• количество дискретных входных каналов* 24�240 (256**)


• частота дискретизации для каждого канала, кГц16 каналов до 8 (160 тчк /пер)32 канала до 4 (80 тчк /пер)64 канала до 2 (40 тчк /пер)

• основная приведенная погрешность регистрациианалоговых сигналов, %

не более 0,4

• время регистрации аварийного режима, ч до 1

• время регистрации предаварийного режима, с от 0,1 до 600

• максимальный регистрируемый ток, А 200

• максимальное регистрируемое напряжение, В 600

• габаритные размеры блока электроники, мм 196х170х287

• габаритные размеры блока клемных соединений, мм 500х200х120

• габаритные размеры шкафа РЭС-3, мм2200х800х600**2200х600х600**2200х1200х600***

Цифровой регистраторэлектрических событий PЭС !3

Предназначен для мониторинга, накопления и предоставления информации о процессе возникновения, развития и ликвидации аварийных ситуаций на электрооборудовании подстанции. На основе этой информа-ции можно определить первопричины отключения оборудования и оценить правильность работы устройств РЗА и ПА. Прибор широко применяется для испытаний электротехнического оборудования (электроприводов, выключателей, трансформаторов, электрических машин и др.).

Переносной вариант Стационарный вариантШкафное исполнение

29



Устройство и принцип работы

РЭС-3 состоит из блока электроники и одного или нескольких блоков клеммных соединителей. В блоке клеммных соединителей устанавливаются двухканальные модули нормализации входного ана-логового сигнала и 24-канальные платы гальваниче-ской развязки дискретных сигналов. Предусмотрена возможность быстрой смены входных аналоговых модулей. Блок электроники обеспечивает пре-образование аналоговых сигналов в цифровые и дальнейшую обработку в соответствии с заложенной программой. Частота дискретизации регистрируе-мых сигналов задается пользователем. Предельное значение этого параметра обратно пропорционально количеству используемых аналоговых каналов. Для регистратора с шестнадцатью аналоговыми канала-ми частота дискретизации составляет до 8 кГц (160 точек на период частоты 50 Гц).

РЭС-3 имеет самостоятельные средства отобра-жения аварийных процессов в составе АРМ инже-нера-релейщика (службы РЗА), передача данных на АРМ производится по локальной сети или через мо-дем. С помощью РЭС-3 регистрируются электромаг-нитные переходные процессы, связанные с коротки-ми замыканиями и работой устройств РЗ и ПА (токи, напряжения, дискретные сигналы о работе РЗА и ПА, состояние выключателей). Также обеспечивается возможность запуска осциллографирования как по факту превышения уставок, так и по сигналу от внешних устройств («сухими» контактами реле либо потенциальным сигналом).

При работе с регистратором РЭС-3 задаются как общая длительность осциллограммы, так и от-дельно длительности предаварийного, аварийного и послеаварийного режима, а также количество сохра-няемых записей об авариях, происходящих подряд. Момент начала аварии фиксируется по всему набору сигналов (аналоговым или дискретным). Результаты регистрации передаются на верхний уровень АСУ ТП (автоматически или по команде оператора) для дальнейшего архивирования, а также отображения данных и ретроспективного анализа средствами АРМ инженера-релейщика. Обеспечена возможность сохранения и передачи осциллограмм в формате COMTRADE на высшие уровни диспетчерского и технологического управления, а также анализ ос-циллограмм по спектральным и гармоническим составляющим. Запуск РЭС-3 для регистрации аварийного режима производится автоматически. Уставки задаются пользователем по любому каналу или комбинации каналов для диспетчерских сигна-лов из программы диспетчера и сохраняются при отключении прибора.

Постоянная запись аварийного режима в память прибора позволяет регистрировать любую длитель-ность предаварийного состояния вплоть до всей длительности аварии.

В настоящее время введено в эксплуатацию более 1000 устройств РЭС-3.

Исполнение • шкаф;• переносной вариант;• стационарный вариант (размещение на каркасно-реечной панели).

Программноеобеспечение

• программные средства РЭС-3 состоят из программы осциллографа, функционирующей в устройстве, и диспетчерской программы SignW, устанавливаемой на компьютере диспетчера (рабочем месте).

Программа осциллографа • работа в режиме реального времени;• отработка уставок по каналам;

• запись аварии и ведение архивов;• передача записи зафиксированного события на

верхний уровень;• обмен информацией с диспетчером.

Программа диспетчера SignW

• стандартный интерфейс в среде MS Windows;• дистанционная настройку осциллографа;• просмотр записей аварий и текущих состояний

в виде осциллограмм;• просмотр архивных записей в виде суточных

графиков;

• построение векторных диаграмм сигналов линий;• расчёт расстояния до места повреждения на линии;• печать осциллограмм на цветном или ч/б принтере;• управление уровнями права доступа к настройкам

РЭС-3.

* Для стационарного варианта.** Для шкафного исполнения.*** Шкафы одностороннего обслуживания.

30



Сертификаты PЭС !3

• Экспертное заключение РАО «ЕЭС России» на подтверждение соответствия функциональных показателей цифрового регистратора РЭС-3 отраслевым требованиям № 89-СКИ-2001.

• Сертификат Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии об утверждении типа средств измерений удостоверяет, что РЭС-3 зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений и допущен к применению в РФ RU.С.34.005.А № 31157.

• Декларация Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии на соответствие РЭС-3 требованиям нормативных документов.

• Лицензия Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии на изготовлениеРЭС-3 № 004745-И.

• Сертификат Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии на соответствие РЭС-3 требованиям нормативных документов РОСС RU.ME27.H02047 № 0175511.

• Сертификат Системы добровольной сертификации в энергетике «ЭнСЕРТИКО» на соответствие РЭС-3 требованиям энергетики № СП0424100708.

• Сертификат Узбекского агентства стандартизации, метрологии и сертификации «УЗСТАНДАРТ» об утверждении типа средств измерений удостоверяет, что РЭС-3 утвержден и признан как средство измерения и допущен к применению в Республике Узбекистан № 02.3037.

• Сертификат Государственного комитета по стандартизации Республики Беларусь об утверждении типа средств измерений удостоверяет, что РЭС-3 зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений и допущен к применению и импорту в Республике Беларусь № 5966.

• Свидетельство Министерства энергетики Республики Беларусь на соответствие цифрового регистратора электрических событий РЭС-3 требованиям нормативных и отраслевых документов по эксплуатации энергетических объектов Белорусской энергосистемы № 302055.

• Сертификат Комитета по техническому регулированию и метрологии Министерства индустрии и торговли Республики Казахстан об утверждении типа средств измерений удостоверяет, что регистратор электрических событий РЭС-3 утвержден и признан как средство измерения и допущен к применению в Республике Казахстан № 5501.

• Сертификат Государственного комитета Украины по вопросам технического регулирования и потребительской политики об утверждении типа средств измерений удостоверяет, что регистратор электрических событий РЭС-3 утвержден и признан как средство измерения и допущен к применению в Украине № 001983.

31



806

2000

200

600

Габаритные и установочные размерышкафное исполнение PЭС !3

Габаритные и установочные размерыстационарный вариант PЭС !3

120,

0

500,0

315,

0

196,0

170,

0

200,

020

0020

0

806 600

500 196

170

315

120

200

32



Регистратор аварийных ситуацийв системе защит и переключенийРАС!ЗП!01

Основные функции • регистрация последовательности срабатывания защит с высоким разрешением по времени (не менее 1 мс);

• накопление информации об аварийных ситуациях;

• обработка информации в реальном времени, формирование архивов и их энергонезависимое хранение;

• вывод информации на дисплей и принтер с отметкой времени события;

• фильтрация дребезга контактов реле;• передача информации в центр обработки

(управления) через внешние интерфейсы.


• количество дискретных каналов 24-768

• разрешение по времени, мс не менее 1

• тип входного сигнала «сухой контакт» или «потенциал»

• напряжение запитки «сухих контактов», В 12, 24, 48, 220

• надежность (средняя наработка на отказ), ч не менее 55 000

• среднее время восстановления не более 30 мин

• номинальный диапазон напряжения питания прибора (автоматическое переключение вида постоянное/переменное и пределов), В

~85..264 или = 120..370

• потребляемая мощность, Вт не более 800

• габаритные размеры шкафа (двухстороннего обслуживания), мм 2200x1200x600

Программное обеспечение SignW • стандартный интерфейс в среде MS Windows;

• дистанционная настройка осциллографа;• просмотр записей аварий и текущих состояний в виде осциллограмм;• просмотр архивных записей в виде суточных графиков;• построение векторных диаграмм сигналов линий;• расчёт расстояния до места повреждения на линии;• печать осциллограмм на цветном или ч/б принтере;• управление уровнями права доступа к настройкам РАС-ЗП-1.

Система регистрации аварийных ситуаций РАС�ЗП�01 предназначена для сбора, первичной обработки и архивирования последовательности срабатывания защит и переключений.

РАС�ЗП-01 выполнен в виде двух функциональных блоков: электроники и об-работки входных сигналов. В блок обработки входных сигналов устанавливаются 24�канальные платы гальванической развязки. Предусмотрен запуск по срабатыва-нию любого дискретного канала.

Запуск для регистрации аварийного режима производится автоматически. Установки задаются пользователем по любому каналу из программы диспетчера и сохраняются при отключении прибора. Информация об авариях (около часа не-прерывной записи) хранится в накопителе на жестком магнитном диске в блоке электроники. Дата и время каждой аварии фиксируется с помощью часов реаль-ного времени с батарейным питанием. При аварии производится сигнализация диспетчеру.

33



1200 605

2205

Габаритные и установочные размерыРАС!ЗП!01

2205

1200 605



Основные функции • измерение токов и напряжений контролируемой энергосети;

• вычисление угла тока (пофазно);• вычисление угла напряжения (пофазно);• вычисление частоты линии;• вычисление скорости изменения частоты линии;

• измерение тока и напряжения системы возбуждения генератора;

• синхронизация времени регистратора с помощью сигналов единого точного времени ГЛОНАСС/GPS;

• передача данных по протоколу С37.118.


• переменный ток(действующее значение)

• пределы измерения входного напряжения, В 100; 200

• пределы измерения входного тока, А 5; 10

• пределы допускаемой приведённой погрешности измерения напряжений и токов, % не более ± 0,2

• диапазон измерения частоты входных сигналов, Гц 45…55

• пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения частоты, Гц, не более ± 0,001

• пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фазового сдвига, ° ± 0,1

• предел абсолютной погрешности синхронизации по времени, мкс не более ± 1,0

• количество измерительных каналов напряжения 3

• количество измерительных каналов тока 3

• количество измерительных каналов напряжения системы возбуждения генератора* 1

• количество измерительных каналов тока системы возбуждения генератора* 1

• питание 120-370 VDC и 85-265 VAC

• габаритные размеры 260х270х266 мм (ГxШxB) корпус 6U (Евромеханика)


• регистрация аварийных событий;• аварийная сигнализация;

• самодиагностика;• встроенный Web-интерфейс.

Коммуникационные модули • 2 x Ethernet 10/100 Base-Tx/Fx.

Протоколы приема/передачи данных

• С37-118.2-2011;• IEC 61850-8-1(MMS);• IEC 61850-9-2 LE (SV);

• IEC 60870-5-104;• FTP;• фирменные протоколы производителей.

Рабочая температура • от +1 до +50 °С

Регистратор переходных режимовТПА!02 PMU

Комплексное решение для СМПР, полностью соответствующее существующим требованиям. В состав предлагаемого комплекса входит векторный измеритель, измеритель параметров возбуждения генератора и концентратор векторных измерений.

На сегодняшний день ПТК СМПР производства ООО «Прософт-Систе-мы» установлен на 5 крупных объектах, всего 42 векторных измерителя, из которых 20 на энергоблоки, общей мощностью 11 ГВт.

* Измерительные каналы напряжения и тока системы возбуждения генератора организуются с использованием изделия УНЦ-2.



Габаритные и установочные размерыТПА!02 PMU

265.

900

238.5

255.5269,2

236,0

ТПА-02



Основные функции • Вычисление и регистрирация показателей качества электроэнергии (ПКЭ) (в соответствии с ГОСТ 13109�97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»):• установившееся отклонение напряжения δUY;• размах изменения напряжения δUt;• коэффициент искажения синусоидальности

кривой напряжения Ku;• коэффициент n�ой гармонической

составляющей напряжения Kun;• коэффициент несимметрии напряжений по

обратной последовательности Ku2;• коэффициент несимметрии напряжений по

нулевой последовательности Kоu;• отклонение частоты Δf;• длительность провала напряжения Δtn;• коэффициент временного перенапряжения

Кпер u.

• Определение вспомогательных параметров электрической энергии:• глубины провала напряжения δUп;• длительности временного

перенапряжения Δt пер u.

• Определение временных характеристик:• относительное время превышения (Т1)

нормально допустимых значений ПКЭ;• относительное время превышения (Т2)

предельно допустимых значений ПКЭ;• время начала измерений и астрономическое

время.

• Рассчёт параметров электрической энергии, используемый при проведении анализа качества электрической энергии:• среднеквадратические

значения напряжений и токов;• полная, активная и реактивная

мощности S, P, Q;• фазовые углы между напряжениями и токами.


• количество входных аналоговых каналов для ввода напряжения 4

• количество входных аналоговых каналов для подключения датчиков тока 4

• частота дискретизации в канале не менее 10 кГц


• основная приведённая погрешность регистрации аналоговых каналов не более 0,4 %

• максимальный регистрируемый ток 10 А

• максимальное регистрируемое напряжение 500 В

• потребляемая мощность не более 65 Вт

• номинальный диапазон напряжения питания прибора ~100-240 В

• номинальный диапазон частот напряжения питания прибора 50/60 Гц

Габаритные размеры • блок электроники 137х225х315 мм

• выносной модуль измерения тока 80х179х205 мм

Масса прибора • не более 10 кг

Надежность • средняя наработка на отказ не менее 50000 ч

Срок службы прибора • 10 лет

Межповерочный интервал • 2 года

Анализатор показателей качества электрической энергии АПКЭ!1

АПКЭ�1 предназначен для автоматизации измерений и регистрации параметров качества электрической энергии в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трёхфазного и одно-фазного тока частотой 50 Гц и напряжением от 0,4 до 750 кВ.

Прибор автоматически контролирует основные показатели качества электроэнергии и сопоставляет с нормативными значениями (в соответствии с ГОСТ 13109�97), что позволяет отслеживать отклонения от нормативных параметров. Следовательно, предотвращаются аварийные ситуации и суще-ственно сокращаются эксплуатационные расходы на ремонт оборудования, обеспечивается его работо способность, надёжность и долговечность.



Габаритные и установочные размерыстационарный вариант АПКЭ!1

80,0

205,0

165,

0

315,

0137,0

225,

0

38

для заметок

ИНЖЕНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ООО «ПРОСОФТNСИСТЕМЫ»620102, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, 194ател.: +7 (343) 3-565-111, факс: +7 (343) [email protected]

ПРЕДСТАВИТЕЛЬСТВО В МОСКВЕ117997, г. Москва, ул. Профсоюзная, 93ател.: +7 (495) [email protected]

ПРЕДСТАВИТЕЛЬСТВО В РЕСПУБЛИКЕ БЕЛАРУСЬ220114, г. Минск, пр. Независимости, 117, оф. 100тел./факс: +375 17-268-82-30, +375 33-301-89-33 (MTC)+375 29-185-44-02 (Velcom), +375 29-683-71-86 (Velcom)+7 (912) 264-99-94 (MTC Россия) [email protected]

ПРЕДСТАВИТЕЛЬСТВО В РЕСПУБЛИКЕ УЗБЕКИСТАН100096, г. Ташкент, ул. К. Ярматова, 6, оф. 19тел./факс: +998-71-120-62-72 (Beeline)+7 (912) 264-99-94 (MTC Россия)[email protected]

www.prosoftsystems.ruпрософт-системы.рф

Engineering

Приборы и системы контроля, противоаварийной автоматики и мониторинга для электрических сетей, подстанций